UA46067C2 - Спосіб оцінки якості геофізичних досліджень у свердловині - Google Patents
Спосіб оцінки якості геофізичних досліджень у свердловині Download PDFInfo
- Publication number
- UA46067C2 UA46067C2 UA98052625A UA98052625A UA46067C2 UA 46067 C2 UA46067 C2 UA 46067C2 UA 98052625 A UA98052625 A UA 98052625A UA 98052625 A UA98052625 A UA 98052625A UA 46067 C2 UA46067 C2 UA 46067C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- parameter
- field
- error
- earth
- theoretical
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000011160 research Methods 0.000 title claims description 12
- 238000001303 quality assessment method Methods 0.000 title 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 101000679897 Homo sapiens Troponin I, fast skeletal muscle Proteins 0.000 description 1
- 101000764274 Homo sapiens Troponin T, fast skeletal muscle Proteins 0.000 description 1
- 208000020548 Sheldon-hall syndrome Diseases 0.000 description 1
- 102100022157 Troponin I, fast skeletal muscle Human genes 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 208000001587 distal arthrogryposis type 2B Diseases 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Magnetic Variables (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Paper (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Пропонується спосіб оцінки геофізичних досліджень у свердловині [ГДС], пробуреній у гірських породах. Спосіб включає: а) вибір датчика для вимірювання параметра поля землі і позиційного параметра у стволі згаданої свердловини; б) визначення теоретичних похибок вимірювання згаданих параметрів цим датчиком; в) експлуатацію згаданого датчика з метою вимірювання позиційного параметра і параметра поля землі у вибраному положенні в стволі свердловини; г) визначення різниці між виміряним параметром поля землі і відомою величиною згаданого параметра поля землі в згаданому положенні, а також визначення співвідношення між згаданою різницею та теоретичною похибкою вимірювання параметра поля землі; і д) визначення похибки вимірювання позиційного параметра, виходячи з добутку згаданого співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра.
Description
Опис винаходу
Цей винахід стосується способу оцінки геофізичних досліджень у свердловині (ГДС), пробуреній у гірських 2 породах. У галузі буріння свердловин, наприклад, з метою розробки родовищ вуглеводнів, скрізь практикується вимірювання профілю свердловини під час буріння, для того, щоб переконатись у тому, що забій свердловини досягнув кінцевої цільової зони у товщі гірських порід. Такі вимірювання можуть виконуватися з використанням характеристик гравітаційного поля землі і магнітного поля землі, для чого у буровій колоні на рівних відстанях один від одного разом встановлюються акселерометри і магнітометри. Хоча ці датчики в більшості 70 випадків забезпечують надійні результати, звичайно вважають за необхідне виконувати незалежне вимірювання "у другу руку". Незалежне вимірювання звичайно виконують з використанням гіроскопа, який опускають у ствол свердловини після встановлення в ньому обсадної колони. Така процедура потребує багато коштів і часу на її виконання, Через що виникає необхідність впровадження способу, який дозволяє уникнути проведення незалежних гіроскопічних вимірювань.
В ЕР-А-О 384 537 описується спосіб геофізичних досліджень у свердловинах, за допомогою якого цілеспрямовані дані дослідження свердловини - за допомогою каротажу (ГДС) - обчислюються на базі параметрів поля землі, виміряних датчиками у стволі або на забої. Для підвищення точності вимірювань очікувані значення напруженості гравітаційного поля землі, напруженості магнітного поля землі і кута магнітного нахилення обробляються методом множників Лагранжа з накладанням апроксимованих у трьох вимірах відхилень та відліків акселерометра та магнітометра.
В ЕР-А-0654.686 описується спосіб, у якому параметри номінальної напруженості магнітного поля і номінального кута нахилення використовуються в комбінації з відліками датчика, що дозволяє дати найточнішу оцінку осьової складової магнітного поля, яку застосовують для обчислення азимуту ствола свердловини.
Таким чином, об'єктом цього винаходу є впровадження способу оцінки геофізичного дослідження у с свердловині, пробуреній у гірських породах, який дозволяє уникнути необхідності виконання незалежного ГДССТУ (У другу руку".
Згідно з цим винаходом впроваджується спосіб оцінки геофізичного дослідження у свердловині, пробуреній у гірських породах; цей спосіб включає: а) вибір датчика для вимірювання параметра поля землі і позиційного параметра у стволі згаданої в свердловини; Ге) б) визначення теоретичних похибок вимірювання згаданих параметрів датчиком; в) експлуатацію згаданого датчика з метою вимірювання позиційного параметра і параметра поля землі у о вибраному положенні в стволі свердловини; Ге) г) визначення різниці між виміряним параметром поля землі і відомою величиною згаданого параметра поля землі в згаданому положенні, а також визначення співвідношення згаданої різниці і теоретичної похибки в вимірювання параметра поля землі; і д) визначення похибки вимірювання позиційного параметра, виходячи з добутку згаданого співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра. «
Параметром поля землі може бути, наприклад, напруженість гравітаційного або магнітного поля землі, а З 50 позиційним параметром свердловини може бути, наприклад, нахил |відхилення осі від вертикалі| ствола с свердловини або азимут ствола свердловини.
Із» Співвідношення різниці між виміряним параметром поля землі та відомою величиною згаданого параметра поля землі у згаданому положенні і теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра являє собою попередню перевірку якості дослідження. Якщо значення виміряного параметра поля землі є у межах допуску вимірювання цього параметра, тобто якщо це співвідношення не перевищує величину 1, тоді якість дослідження шк є принаймні прийнятною. Якщо співвідношення перевищує величину 1, якість дослідження вважається поганою.
Ге») Таким чином, це співвідношення є попереднім критерієм якості дослідження, а добуток цього співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра (як це визначено на стадії г) є найкращою приблизною ші оцінкою якості дослідження.
Ге»! 20 Нижче у тексті винахід висвітлено більш детально, на прикладах з посиланням на супровідні фігури.
На Фіг. 1 схематично зображено твердотільний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля; тм На Фіг. 2 зображено діаграму значень різниці між виміряною та відомою напруженістю гравітаційного поля у зразковій свердловині в залежності від глибини ствола свердловини;
На Фіг. З зображено діаграму значень різниці між виміряною та відомою напруженістю магнітного поля у 52 зразковій свердловині в залежності від глибини ствола свердловини; і
ГФ) На Фіг. 4 зображено діаграму значень різниці між виміряним та відомим кутом нахилення у зразковій свердловині в залежності від глибини свердловини. о На Фіг. 1 зображено твердотільний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля 1, придатний для застосування згідно з цим винаходом. Свердловинний прилад включає певну кількість датчиків у вигляді 60 тріади акселерометрів З та тріади магнітометрів 5, у зв'язку з чим для зручності посилання окремі акселерометри і магнітометри не показані, лише показані їхні відповідні взаємоортогональні напрямки вимірювання Х, У і 7. За допомогою тріади акселерометрів вимірюють прискорення сили тяжіння і за допомогою тріади магнітометрів 5 вимірюють складові магнітного поля у цих напрямках. Свердловинний прилад 1 має поздовжню вісь 7, що збігається із поздовжньою віссю ствола свердловини (не показано), в який опускають бо свердловинний прилад 1. Напрямок пересування свердловинного приладу 1 вгору у стволі свердловини позначається літерою Н.
Звичайно під час використання свердловинного приладу 1 його вводять у бурову колону (не показано), яку використовують для поглиблення свердловини. У вибраних інтервалах ствола свердловини свердловинний прилад 1 вимірює складові гравітаційного поля землі С і магнітного поля землі В у напрямках Х, У і 7. З виміряних складових с і В відомими у галузі способами визначають величини кута нахилення магнітного поля ОЮ, нахил (відхилення від вертикальної осі) ствола свердловини 1 і азимут ствола свердловини А. Перед подальшою обробкою цих параметрів визначають теоретичні похибки С, В, О, І та А на базі даних калібрування, що представляють клас датчиків, до якого належать датчики свердловинного приладу 1 (тобто величин /о Зміщення, зсуву коефіцієнта масштабування і відхилення від осі), локальних флуктуацій магнітного поля землі, запланованої траєкторії ствола свердловини і поточних умов експлуатації датчика, наприклад, коригування необроблених даних вимірювань. Оскільки теоретичні похибки 0, В, 0, І та А переважно залежать від точності датчиків, і похибок параметрів поля землі, зумовлених його невеликими флуктуаціями, сумарну теоретичну похибку кожного з цих параметрів можна визначити, виходячи із суми теоретичних похибок, зумовлених /5 характеристиками датчика і флуктуаціями параметра поля землі. У цьому описі використовується така система позначень: ас» - теоретична похибка напруженості гравітаційного поля С, яка зумовлена похибкою датчика; ав» - теоретична похибка напруженості магнітного поля В, яка зумовлена похибкою датчика; арт» - теоретична похибка нахилення, яка зумовлена похибкою датчика; авт - теоретична похибка напруженості магнітного поля В, яка зумовлена похибкою, пов'язаною з флуктуаціями земного магнітного поля; аб - теоретична похибка нахилення, яка зумовлена похибкою, пов'язаною з флуктуаціями земного магнітного поля; дій» - теоретична похибка кута нахилу ствола свердловини, яка зумовлена похибкою датчика; сч » адіт» - теоретична похибка азимуту свердловини, яка зумовлена похибкою датчика; о адіїо - теоретична похибка азимуту свердловини, яка зумовлена похибкою, пов'язаною з флуктуаціями земного магнітного поля;
У наступній стадії некориговані значення гравітаційного та магнітного поля, одержані шляхом вимірювання, М зо Коригують, роблячи поправку для осьової та поперечно-осьвої інтерференції силових ліній магнітного поля та для відхилення від осі, зумовленого положенням зовнішньої сторони приладу. Відповідний спосіб коригування со описується в ЕР-В-0193230; в цьому способі як початкові дані використовували локальну очікувану напруженість о магнітного поля та кут нахилення, а кінцеві дані одержували у вигляді коригованої напруженості гравітаційного та магнітного полів та кута нахилення. Ці кориговані значення параметра поля землі порівнювали з його ісе) з5 Відомими локальними значеннями, і для кожного параметра визначали різницю між обчисленим значенням і «г відомим значенням.
Попередню оцінку якості дослідження одержують шляхом порівняння різниць між коригованими виміряними значеннями та відомими значеннями параметрів поля землі 5, В і ОО з похибками вимірювання згаданих параметрів 5, В і О. Для того, щоб якість дослідження була прийнятною, згадана різниця не повинна « перевищувати похибку вимірювання. На Фігурах 2, З і 4 наведено приклади результатів дослідження з с свердловини. На Фігурі 2 показано діаграму значень різниці ЛО" між коригованим виміряним значенням і ц відомим значенням С в залежності від глибини ствола свердловини. На Фігурі З показано діаграму значень "» різниці АВ"! між коригованим виміряним значенням і відомим значенням В, в залежності від глибини ствола свердловини. На Фігурах 4 показано діаграму різниці ЛО" між коригованим виміряним значенням і відомим значенням О в залежності від глибини ствола свердловини. Похибки вимірювання параметрів поля землі в цьому ї прикладі такі: б похибка с - ас - 0,00239 (де 9 є прискоренням сили тяжіння); похибка В - ав - 0,25; о похибка О - 40 - 0,25градусів б 20 Ці похибки вимірювання показано на фігурах у вигляді верхніх та нижніх границь 10, 12 для С, верхніх та нижніх границь 14, 16 для В і верхніх та нижніх границь 18, 20 для ОО. Як зображено на фігурах, усі
Ще значення до", дв" ії дО" є у межах відповідної похибки вимірювання, і, таким чином, ці значення вважаються прийнятними.
Для визначення похибки позиційних параметрів І і А, як похідних виміряних параметрів поля землі б, Ві, спершу визначають такі співвідношення:
ГФ) лот / аси,
ПФ) двт/авте дртуартв бо дв" /авте дот / але де доп - різниця між коригованим виміряним значенням і відомим значенням 0;
АВ" різниця між коригованим виміряним значенням і відомим значенням В; бо дО різниця між коригованим виміряним значенням і відомим значенням Ю;
Для обчислення похибки вимірювання куга нахилу свердловини роблять припущення, що вищезазначене співвідношення напруженості гравітаційного поля до" / дів відображає рівень усіх "джерел" складових похибок, які складають похибку кута нахилу. Якщо, наприклад, на станції ГДС виявлено, що в буровій колоні співвідношення дорівнює 0,85, тоді робиться припущення, що всі похибки датчиків в буровій колоні мають значення на рівні 0,85 від значення а", Таким чином, виміряна похибка кута нахилу в буровій колоні для всіх станцій ГДС дорівнює: діт - абв (до / асан, де 70 ДІ" ж похибка виміряного кута нахилу, зумовлена похибкою датчика.
Похибка виміряного азимута визначається аналогічним шляхом, однак при цьому похибка азимуту може бути сформована двома "джерелами" (тобто складовими) (похибка датчика та геомагнітна похибка). Для кожного з цих "джерел" є похідні напруженості магнітного поля і кута нахилення, внаслідок чого загалом мають місце чотири похибки вимірювання азимуту: 79 ААВВ - арв (двт/ вип») адій є)
ЛАЗ - арв (дО / ар) ад) лЛАВВ - арв (АВ / авто) ад) лА8О - арв Кл" / арт) аділе)
Для цих значень максимальною вважається похибка вимірювання азимуту ЛА", тобто:
ЛАТ - тах |ДА2В ; ДАО; ддеВ: ддО.О),
З похибок виміряного нахилу та азимута ствола свердловини можна одержати похибки горизонтального та вертикального місцеположення у стволі. Ці похибки місцеположення звичайно визначають, використовуючи коваріативний підхід. Для полегшення обчислень можна застосувати більш простий метод: с
ГРИ; - ГРО; що (АНО,; - АНО,; 4) (ДАТ зіп рт що ААгі т віп Її т 12; (о) і
ОРИ; - ОРИ; 4 що (АНО,; - АНО,; 4) (ду що АКА т 12 де -
ГРУ; - похибка горизонтального місцеположення у точці і
АНО, - глибина ствола свердловини у точці і ее,
ЛА," - похибка виміряного азимуту у точці і («в ді" х похибка виміряного нахилу в точці і с
ОРИ; - похибка вертикального місцеположення у точці і.
Таким способом визначають похибки горизонтального місцеположення і похибки вертикального « місцеположення; далі їх порівнюють з теоретичними похибками горизонтального та вертикального місцеположення (одержаними з теоретичних похибок нахилу та азимуту ствола), встановлюючи нарешті показник якості геофізичних досліджень у свердловині « - с
Claims (1)
- Формула винаходу ;»" 1. Спосіб оцінки геофізичних досліджень у свердловині, пробуреній у гірських породах, який відрізняється тим, що включає: а) вибір датчика для вимірювання параметра поля землі і позиційного параметра у згаданій свердловині;т. б) визначення теоретичних похибок вимірювання згаданих параметрів цим датчиком; б в) експлуатацію згаданого датчика під час вимірювання позиційного параметра і параметра поля землі у вибраному положенні в стволі свердловини; (ав) г) визначення різниці між виміряним параметром поля землі і відомою величиною згаданого параметра поля б» 50 землі в згаданому положенні, а також визначення співвідношення між згаданою різницею та теоретичною похибкою вимірювання параметра поля землі; і що д) визначення похибки вимірювання позиційного параметра, виходячи з добутку згаданого співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра.2. Спосіб за п.17, який відрізняється тим, що згаданий датчик містить твердотільний інструментальний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля, з принаймні одним магнітометром і принаймні одним акселерометром. ІФ) З. Спосіб за п.2, який відрізняється тим, що твердотільний інструментальний свердловинний прилад для іме) дослідження магнітного поля містить три магнітометри і три акселерометри.4. Спосіб за будь-яким з пп. 1-3, який відрізняється тим, що стадія визначення теоретичних похибок 60 вимірювання згаданих параметрів включає визначення теоретичних похибок вимірювання групи датчиків, до якої належить вибраний датчик.5. Спосіб за будь-яким з пп. 1-4, який відрізняється тим, що згадані теоретичні похибки вимірювання базуються принаймні на одній з похибок датчика і похибці параметра поля землі.6. Спосіб за будь-яким з пп. 1-5, який відрізняється тим, що додатково включає відбракування вимірювань у 65 разі, якщо згадане співвідношення перевищує число 1.7. Спосіб за будь-яким з пп. 1-6, який відрізняється тим, що згаданий позиційний параметр вибирається з таких параметрів, як нахил ствола свердловини та азимут ствола свердловини.8. Спосіб за п.7, який відрізняється тим, що в першому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою нахил ствола свердловини, параметр поля землі являє собою гравітаційне поле землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці датчика.9. Спосіб за п.7 або 8, який відрізняється тим, що в другому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою напруженість магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці датчика.10. Спосіб за будь-яким з пп. 7-9, який відрізняється тим, що в третьому режимі експлуатації позиційний /о параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою напруженість магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці магнітного поля землі.11. Спосіб за будь-яким з пп. 7-10, який відрізняється тим, що в четвертому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою кут нахилення магнітного /5 поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці датчика.12. Спосіб за будь-яким з пп. 7-11, який відрізняється тим, що в п'ятому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою кут нахилення магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці параметра поля землі.13. Спосіб за будь-яким з пп. 9-12, який відрізняється тим, що стадія визначення похибки вимірювання позиційного параметра включає визначення максимальної абсолютної величини похибки виміряних позиційних параметрів, визначених в другому, третьому, четвертому і п'ятому режимах експлуатації свердловинного приладу. с щі 6) у (Се) «в) (Се) «- . и? щ» (о) («в) (о) що іме) 60 б5
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP95203200 | 1995-11-21 | ||
| PCT/EP1996/005170 WO1997019250A1 (en) | 1995-11-21 | 1996-11-20 | Method of qualifying a borehole survey |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA46067C2 true UA46067C2 (uk) | 2002-05-15 |
Family
ID=8220851
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA98052625A UA46067C2 (uk) | 1995-11-21 | 1996-11-20 | Спосіб оцінки якості геофізичних досліджень у свердловині |
Country Status (20)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5787997A (uk) |
| EP (1) | EP0862683B1 (uk) |
| JP (1) | JP2000500541A (uk) |
| CN (1) | CN1079889C (uk) |
| AR (1) | AR004547A1 (uk) |
| AU (1) | AU696935B2 (uk) |
| BR (1) | BR9611632A (uk) |
| DE (1) | DE69606549T2 (uk) |
| DK (1) | DK0862683T3 (uk) |
| EA (1) | EA001224B1 (uk) |
| EG (1) | EG21249A (uk) |
| MY (1) | MY119208A (uk) |
| NO (1) | NO319518B1 (uk) |
| NZ (1) | NZ322924A (uk) |
| OA (1) | OA10770A (uk) |
| RO (1) | RO117119B1 (uk) |
| SA (1) | SA96170480B1 (uk) |
| UA (1) | UA46067C2 (uk) |
| WO (1) | WO1997019250A1 (uk) |
| ZA (1) | ZA969675B (uk) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9518990D0 (en) * | 1995-09-16 | 1995-11-15 | Baroid Technology Inc | Borehole surveying |
| US6076268A (en) * | 1997-12-08 | 2000-06-20 | Dresser Industries, Inc. | Tool orientation with electronic probes in a magnetic interference environment |
| GB9818117D0 (en) * | 1998-08-19 | 1998-10-14 | Halliburton Energy Serv Inc | Surveying a subterranean borehole using accelerometers |
| CA2291545C (en) | 1999-12-03 | 2003-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for use in creating a magnetic declination profile for a borehole |
| EP1126129A1 (en) * | 2000-02-18 | 2001-08-22 | Brownline B.V. | Guidance system for horizontal drilling |
| US6668465B2 (en) | 2001-01-19 | 2003-12-30 | University Technologies International Inc. | Continuous measurement-while-drilling surveying |
| US6823602B2 (en) * | 2001-02-23 | 2004-11-30 | University Technologies International Inc. | Continuous measurement-while-drilling surveying |
| US7080460B2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-25 | Pathfinder Energy Sevices, Inc. | Determining a borehole azimuth from tool face measurements |
| CA2476787C (en) * | 2004-08-06 | 2008-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated magnetic ranging tool |
| CA2588135C (en) * | 2004-11-19 | 2012-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for drilling, completing and configuring u-tube boreholes |
| US7302346B2 (en) * | 2005-12-19 | 2007-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Data logging |
| AU2007248310B2 (en) * | 2006-03-24 | 2012-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit assembly with a logging device |
| US7725263B2 (en) * | 2007-05-22 | 2010-05-25 | Smith International, Inc. | Gravity azimuth measurement at a non-rotating housing |
| US9708903B2 (en) * | 2012-12-07 | 2017-07-18 | Evolution Engineering Inc. | Back up directional and inclination sensors and method of operating same |
| US10502043B2 (en) | 2017-07-26 | 2019-12-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Methods and devices to perform offset surveys |
| EP3779620A1 (en) * | 2019-08-13 | 2021-02-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Automatic calculation of measurement confidence in flexi-ble modular plants and machines |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4710708A (en) * | 1981-04-27 | 1987-12-01 | Develco | Method and apparatus employing received independent magnetic field components of a transmitted alternating magnetic field for determining location |
| US4761889A (en) * | 1984-05-09 | 1988-08-09 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method for the detection and correction of magnetic interference in the surveying of boreholes |
| GB8504949D0 (en) * | 1985-02-26 | 1985-03-27 | Shell Int Research | Determining azimuth of borehole |
| US4956921A (en) * | 1989-02-21 | 1990-09-18 | Anadrill, Inc. | Method to improve directional survey accuracy |
| US5103920A (en) * | 1989-03-01 | 1992-04-14 | Patton Consulting Inc. | Surveying system and method for locating target subterranean bodies |
| US4957172A (en) * | 1989-03-01 | 1990-09-18 | Patton Consulting, Inc. | Surveying method for locating target subterranean bodies |
| US5155916A (en) * | 1991-03-21 | 1992-10-20 | Scientific Drilling International | Error reduction in compensation of drill string interference for magnetic survey tools |
| US5452518A (en) * | 1993-11-19 | 1995-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of correcting for axial error components in magnetometer readings during wellbore survey operations |
-
1996
- 1996-11-07 AR ARP960105080A patent/AR004547A1/es unknown
- 1996-11-19 ZA ZA969675A patent/ZA969675B/xx unknown
- 1996-11-19 MY MYPI96004815A patent/MY119208A/en unknown
- 1996-11-20 UA UA98052625A patent/UA46067C2/uk unknown
- 1996-11-20 BR BR9611632A patent/BR9611632A/pt not_active IP Right Cessation
- 1996-11-20 EA EA199800465A patent/EA001224B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-11-20 CN CN96198489A patent/CN1079889C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-20 JP JP9519405A patent/JP2000500541A/ja not_active Ceased
- 1996-11-20 RO RO98-00982A patent/RO117119B1/ro unknown
- 1996-11-20 AU AU76967/96A patent/AU696935B2/en not_active Ceased
- 1996-11-20 DE DE69606549T patent/DE69606549T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-20 EP EP96939904A patent/EP0862683B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-11-20 EG EG102896A patent/EG21249A/xx active
- 1996-11-20 NZ NZ322924A patent/NZ322924A/xx unknown
- 1996-11-20 WO PCT/EP1996/005170 patent/WO1997019250A1/en active IP Right Grant
- 1996-11-20 DK DK96939904T patent/DK0862683T3/da active
- 1996-11-21 US US08/752,988 patent/US5787997A/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-08 SA SA96170480A patent/SA96170480B1/ar unknown
-
1998
- 1998-05-19 OA OA9800059A patent/OA10770A/en unknown
- 1998-05-20 NO NO19982299A patent/NO319518B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE69606549T2 (de) | 2000-08-03 |
| DK0862683T3 (da) | 2000-11-20 |
| RO117119B1 (ro) | 2001-10-30 |
| NZ322924A (en) | 1998-12-23 |
| EA001224B1 (ru) | 2000-12-25 |
| CN1202949A (zh) | 1998-12-23 |
| OA10770A (en) | 2002-12-13 |
| MY119208A (en) | 2005-04-30 |
| JP2000500541A (ja) | 2000-01-18 |
| ZA969675B (en) | 1997-05-21 |
| DE69606549D1 (de) | 2000-03-09 |
| NO982299D0 (no) | 1998-05-20 |
| AU7696796A (en) | 1997-06-11 |
| EA199800465A1 (ru) | 1998-10-29 |
| CN1079889C (zh) | 2002-02-27 |
| WO1997019250A1 (en) | 1997-05-29 |
| NO982299L (no) | 1998-05-20 |
| BR9611632A (pt) | 1999-06-01 |
| NO319518B1 (no) | 2005-08-22 |
| AR004547A1 (es) | 1998-12-16 |
| EP0862683A1 (en) | 1998-09-09 |
| EG21249A (en) | 2001-04-01 |
| AU696935B2 (en) | 1998-09-24 |
| SA96170480B1 (ar) | 2006-05-20 |
| US5787997A (en) | 1998-08-04 |
| EP0862683B1 (en) | 2000-02-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0193230B1 (en) | Method for determining the azimuth of a borehole | |
| US10047600B2 (en) | Attitude reference for tieback/overlap processing | |
| US6179067B1 (en) | Method for magnetic survey calibration and estimation of uncertainty | |
| UA46067C2 (uk) | Спосіб оцінки якості геофізичних досліджень у свердловині | |
| EP0384537B1 (en) | Method to improve directional survey accuracy | |
| US6736221B2 (en) | Method for estimating a position of a wellbore | |
| US8280638B2 (en) | Multi-station analysis of magnetic surveys | |
| US9297249B2 (en) | Method for improving wellbore survey accuracy and placement | |
| US6530154B2 (en) | Method to detect deviations from a wellplan while drilling in the presence of magnetic interference | |
| US6480119B1 (en) | Surveying a subterranean borehole using accelerometers | |
| US8180571B2 (en) | Wellbore surveying | |
| EP0348049B1 (en) | Surveying of boreholes | |
| EP2800870B1 (en) | Navigation device and method for surveying and directing a borehole under drilling conditions | |
| US6637119B2 (en) | Surveying of boreholes | |
| RU2231638C1 (ru) | Способ измерения зенитных и азимутальных углов | |
| CA2237013C (en) | Method of qualifying a borehole survey | |
| Dubrule et al. | Evaluation of directional survey errors at Prudhoe Bay | |
| RU2206737C1 (ru) | Способ измерения параметров траектории скважины | |
| Sognnes et al. | Improving MWD survey accuracy in deviated wells by use of a new triaxial magnetic azimuth correction method | |
| Yan et al. | Check for updates Study on the Error Analysis and Correction Method of Well Deviation Angle Measurement | |
| NO320686B1 (no) | Fremgangsmate for bestemmelse av asimut av et borehull | |
| Wolmarans | Borehole orientation surveys: results from a benchmark study |